- Топливное хозяйство
- Тепловая схема энергоблока ПГУ-325
- Общие сведения о станции.
- Тепловые нагрузки станции
- 2.Топливное хозяйство. 2.1. Хозяйство дизельного топлива.
- 3. Котельное отделение. 3.1. Компоновка и назначение оборудования.
- 3.2. Конструкция котла-утилизатора и его элементов.
- 4.Турбинное отделение. 4.1. Компоновка энергоблока ПГУ-325 №1
- 4.2. Газотурбинная установка ГТЭ-110. 4.3.Основные технические показатели.
- Расчетные внешние условия
- Расчетные гарантированные показатели
- 5. Тепловая схема энергоблока ПГУ-325.
- 6. Электротехнические решения.
- 6.1. Схема электрическая общая главная.
- 6.3. Компоновка электротехнических устройств
- 7. Водоподготовка.
- 7.2. Установка коррекционной обработки питательной и котловой вод (УКОВ)
- 7.3. Компоновка оборудования
- 8. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ.
- ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПЕРЕД НАЧАЛОМ РАБОТЫ
- ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПО ОКОНЧАНИИ РАБОТЫ
АНТОНОВ. Оглавление. Общие сведения о станции
 Скачать 167.5 Kb.
|
|
Оглавление. 1.Общие сведения о станции……………………….………………..……..2
2.Топливное хозяйство………………………………………….…..…....….3 2.1. Хозяйство дизельного топлива ………………………………….…………...3 3. Котельное отделение…….……………………………….…………..…..4 3.1. Компоновка и назначение оборудования ………………………………..……4 3.2. Конструкция котла-утилизатора и его элементов …………...………...…..…..4 4.Турбинное отделение…..........................………………..………….….....10 4.1. Компоновка энергоблока ПГУ-325 №1……………….…………....…..…….10 4.2. Газотурбинная установка ГТЭ-110…..……………………………………...11 4.3. .Основные технические показатели….…………………………………...….11 5.Тепловая схема энергоблока ПГУ-325………………..…...…….………17 6. Электротехнические решения………….........…………......…..…….20 6.1. Схема электрическая общая главная ………………………………………21 6.2. Установка постоянного тока ……………...……………………………….22 6.3. .Компоновка электротехнических устройств ………...……………………...23 7. Водоподготовка…………………………………………...…….….…….23 7.1. Общие положения …………….……………………...………………...…..23 7.2. Установка коррекционной обработки питьевой и котловой вод (УКОВ)………23 7.3. Компоновка оборудования ……...………..…………………………...…….24 8. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ……………….…..…....24
Ивановская ГРЭС расположена в районном центре Ивановской области в городе Комсомольске, в 35 километрах к западу от города Иваново. Площадка Ивановской ГРЭС расположена в междуречье р. Волги и р. Клязьмы, в пределах Ветлужско-Унжинской низменности, представляющей собой плоскую, преимущественно песчаную равнину, местами слегка увалистую.Плоские песчаные пространства плохо дренируются вследствие неглубокого вреза речных долин и близкого залегания к поверхности моренного суглинка, вследствие этого местность сильно заболочена и заторфована. Район площадки Ивановской ГРЭС тяготеет к волжско-клязьминскому водоразделу, на котором берут начало реки района: Ухтохма, Моркуша, Уводь, Теза, Нерль. Густота речной сети в рассматриваемой районе составляет 0,36 - 0,40 км/км.2 Электростанция была построена по плану ГОЭЛРО в 1930 году с целью снабжения электроэнергией города Иваново и прилегающих районов. Пусковым комплексом блока № 1 (ПГУ-325) предусмотрено размещение основного оборудования в новом главном корпусе. В состав блока ПГУ-325 входят две газотурбинные установки, два котла-утилизатора и паротурбинная установка, энергоблок комплектуется автоматизированной системой управления технологическими процессами (АСУ ТП). На блоке ПГУ-325 предусматривается базовый режим работы основного оборудования на природном газе – 8000 часов в год. В качестве аварийного топлива предусматривается дизельное топливо.
Для покрытия тепловых нагрузок в горячей воде, отпуска пара внешним потребителям и обеспечения паром собственных нужд на Ивановской ГРЭС установлены паровые котлы - № 5 - Е10-1,4, №№ 6 и 7 - Е50-1,4/225. С учетом потребителей г. Комсомольска и собственных нужд станции максимально-зимняя тепловая нагрузка в настоящее время составляет 46,8 МВт (40,3 Гкал/ч). Кроме того, ГРЭС обеспечивает отпуск пара параметрами Р=0,6 МПа t=160°С в количестве 1 т/ч на городскую баню и 1 т/ч пара параметрами Р=0,38 МПа t=150°С на производственные нужды ППЖТ. Теплофикационная установка энергоблока ПГУ-325 № 1 должна обеспечить покрытие теплофикационной нагрузки в размере 32 МВт (27,5 Гкал/ч). Существующее котельное оборудование обеспечивает покрытие остальной части теплофикационных нагрузок и все паровые нагрузки ГРЭС и внешних потребителей. Выдача тепловой мощности должна осуществляться в существующие тепловые сети г. Комсомольска, промплощадки ГРЭС и сети промышленных предприятий. 2.Топливное хозяйство. 2.1. Хозяйство дизельного топлива. Для аварийного снабжения дизельным топливом ПГУ-325 реконструируется существующее хозяйство ИвГРЭС. Существующее хозяйство жидкого топлива включает в себя приемно-сливное устройство на 20 цистерн, насосную слива топлива с устройством разогрева топлива, резервуары хранения топлива (3х5000 м3 и 2х1000 м3), топливную насосную с подогревателями топлива и фильтрами средней и тонкой очистки топлива. При реконструкции сохраняются существующие: - приемно-сливное устройство; - насосная слива топлива с устройством разогрева; - резервуары хранения топлива. В топливной насосной в замен выводимого оборудования будут установлены: новые группы насосов подачи дизельного топлива, горячей рециркуляции и откачки данных остатков, новые фильтры, новые подогреватели топлива. 3. Котельное отделение. 3.1. Компоновка и назначение оборудования. Котельное отделение является однопролетным размерами 28,5х72 м, примыкающее к турбинному отделению . Между турбинным отделением, зданием БЩУ и котельным отделением предусмотрена этажерка для трубопроводов размерами 7,5х84 м.У временного торца котельного отделения расположено оборудование ВПУ. Здание котельного отделения одноэтажное, бесподвальное, с шагом колонн 12 м, высота до низа ферм 32.0 м с металлическим каркасом. Обслуживаться одним подвесным краном г/п 6,3 тс. В здании размещено поперечно два котла-утилизатора. Между котлами-утилизаторами на отметке 0.0 находятся питательные насосы, насосы рециркуляции газового подогревателя конденсата (ГПК) и другое вспомогательное котельное оборудование. Габариты выема поверхностей нагрева предусмотрены на внешнюю сторону от котельной ячейки на расстояние 5.5 м от внешней обшивки котла. 3.2. Конструкция котла-утилизатора и его элементов. Котельная установка состоит из двух барабанных котлов–утилизаторов, горизонтального типа каждый из которых по выхлопным газам подключается к одной газовой турбине. В объем поставки по каждому котлу-утилизатору входит: - барабан высокого давления (ВД) с внутрибарабанными устройствами; - барабан низкого давления (НД) со встроенной деаэрационной колонкой и внутрибарабанными устройствами; - поверхности нагрева (с коллекторами); - трубопроводы с опорами и подвесками в пределах котла; - питательные электронасосы с регулируемым приводом; - каркас с площадками и лестницами; - подвески поверхностей нагрева котла; - наружная и внутренняя обшивка; - гарнитура (лючки, лазы и пр.); - арматура в границах проектирования котла; - линии дренажей и воздушников; продувок; аварийного слива; отборов проб пара и воды в пределах котла; сборные коллекторы дренажей и корыта воздушников; - шумоглушители на выхлопных паропроводах от предохранительных клапанов; - компенсаторы и уплотнения в местах проходов трубопроводов и подвесок через обшивку; - газоход от газовой турбины до котла-утилизатора (диффузор); - конфузор на выходе из котла; - газоход от конфузора до дымовой трубы с опорными конструкциями и деталями крепления изоляции; - отсечной клапан за котлом-утилизатором; - устройства шумоглушения на выходе газов из котла; - компенсаторы на газоходах с фланцами и уплотнениями; - рециркуляционные насосы с электроприводами на линии рециркуляции воды на вход конденсата в котел-утилизатор; - водо-водяной теплообменник; - расходомерные устройства, штуцеры, бобышки для установки первичных измерительных преобразователей (датчиков); конденсационные и уравнительные сосуды; водомерные стекла; - пробоотборные устройства, холодильники для химконтроля качества воды и пара в пределах котла; - детали установки и сочленения с арматурой исполнительных механизмов в случае применения вынесенных приводов; - расширитель непрерывной продувки высокого давления (один на два котла); - расширитель непрерывной продувки низкого давления (один на два котла); - расширитель периодической продувки (один на два котла); - установка для консервации котла-утилизатора; - запчасти на гарантийный период эксплуатации; - спец. инструмент и приспособления для монтажа и ремонта. Двухконтурный котел-утилизатор горизонтального профиля, барабанного типа без промперегрева с естественной циркуляцией среды в испарительных контурах, с подвеской поверхностей нагрева к собственному каркасу через промежуточные металлоконструкции. По ходу газов в котле последовательно расположены следующие поверхности нагрева: - пароперегреватель высокого давления; - испаритель высокого давления; - экономайзер высокого давления; - пароперегреватель низкого давления; - испаритель низкого давления; - газовый подогреватель конденсата (ГПК). Охлаждение дымовых газов до 80-120°С осуществить за счет ГПК, вода после которого направляется в деаэратор с давлением 0,65 МПа. Для регулирования температуры воды до и после ГПК необходимо установлены рециркуляционные насосы и байпасные линии. Все поверхности нагрева выполнены из оребренных труб. Рабочий диапазон изменения нагрузки каждого котла-утилизатора составляет 100-50% Дн. Регулирование температуры и давления пара высокого и низкого давления в котле не предусматривается. Котел-утилизатор работает при скользящих параметрах пара, определяемых расходом и температурой газов, поступающих из газовой турбины. Работа газовой турбины через отключенный котел не допускается. Основные технико-экономические показатели котельной установки должны быть не ниже, указанных в таблице:
Расчетные условия, при которых определяются основные параметры: - температура наружного воздуха: 15°С; - давление наружного воздуха: 99,5 кПа. * Максимальная тепловая нагрузка ВВТО (при tн.в.= -29°С) должна составлять 32 МВт (27,4 Гкал/ч). При обслуживании котла-утилизатора должны соблюдаться требования: - местной рабочей инструкции по эксплуатации, составленной с учётом настоящего документа; - режимных карт, составленных после пуско-наладочных работ; - типовых инструкций по водным и химическим промывкам; - «Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов ПБ 10-574-03»; - «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской федерации (2003г.)»; - «Правил безопасности систем газораспределения и газопотребления ПБ 12-529-03»; - «Правил взрывобезопасности при использовании мазута в котельных установках»; - «Правил техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей»; - «Правил пожарной безопасности для энергетических предприятий РД 153-34.0-03.30-00»; - других нормативных и руководящих документов. Обслуживание вспомогательного оборудования, контрольно-измерительных приборов, систем защит и автоматики должно производиться в соответствии с местными, типовыми инструкциями и инструкциями заводов-изготовителей. Работа котла-утилизатора - такое его состояние, когда в него поступают горячие дымовые газы от ГТУ. Пуск котла-утилизатора – период работы от начала подачи в него горячих дымовых газов до достижения нижней границы диапазона регулирования (30% от номинальной) Нагрузка КУ- выработка пара в т/ч или % от номинальной. 4.Турбинное отделение. 4.1. Компоновка энергоблока ПГУ-325 №1 Здание турбинного отделения - одноэтажное бесподвальное с шагом колонн 12 м металлическим каркасом, обслуживается одним мостовой кран г/п 125/20 тс. В здании машинного отделения размещаются две газотурбинные установки мощностью 110 МВт, укомплектованные генераторами с замкнутой воздушной системой охлаждения с верхними выводами и одна конденсационная паротурбинная установка мощностью 110 МВт, укомплектованная с генератором с замкнутой воздушной системой охлаждения с нижними выводами. Расположение турбин должно быть поперечное. Генераторы турбин установлены у ряда В. Газотурбинные установки установлены на отметке 0.0 с отметкой оси ГТУ - 3,7 м, в осях 4¸8. Собственно газотурбинный двигатель размещается в индивидуальном, теплозвукоизолирующем укрытии, состоящем из стальных сборно-разборных панелей, опирающихся на фундамент ГТУ. Для обслуживания ГТУ предусмотреть металлические площадки. Подвод воздуха к ГТУ осуществляется по стальному воздуховоду со специальным теплозвукоизолирующим покрытием, подходящим к улитке ГТУ сбоку (справа, если смотреть со стороны турбины на генератор).Паротурбинная установка размещается в осях 1¸4.В пределах ячейки паровой турбины размещены: пуско-сбросные устройства (ПСБУ), насосы эжекторов, конденсационное устройство, конденсатные насосы, маслобаки и маслонасосы системы смазки и регулирования и прочее оборудование. Подвод и слив циркуляционной воды (четыре трубопровода Ду 1400 мм)осуществлен со стороны оси 1 машзала. В осях 1¸3 размещается оборудование замкнутого контура водяного охлаждения оборудования газотурбинных и паротурбинной установок блока. Подача грузов осуществляется по продольному железнодорожному заезду во временный торец на площадку у оси 9 и по автомобильному поперечному заезду в осях 3¸4.Ремонтно-монтажные площади, общие для всех турбоустановок располагаются в свободных зонах площадки обслуживания ПТУ, осях 3¸4,5¸6, 7¸9. Предусмотрен сквозной проход через ячейки ГТУ у ряда В (оси 3¸9) с устройством спуска с площадки обслуживания ПТУ и сквозной пешеходный проход над газоходами котлов-утилизаторов и над автовъездом с выходом на площадку обслуживания ПТУ и устройством спусков на отметку 0.0 в районе ячеек ГТУ. В осях 8¸9 рядов А¸В расположено оборудование общестанционной насосной. 4.2. Газотурбинная установка ГТЭ-110. 4.3.Основные технические показатели. Одновальная газотурбинная установка ГТЭ-110 (рис.1), работает по простому термодинамическому циклу, при начальной температуре газа перед турбиной 1210 ºС *). Расчетные гарантированные показатели ГТУ при базовом (номинальном) режиме работы в составе ПГУ, а также расчетные внешние условия приведены в Таблице 1.
При изменении температуры воздуха перед компрессором номинальная мощность ГТУ изменяется (рис.2). ГТУ обеспечивает возможность надежной работы на режиме пиковой мощности с нагрузкой на 10 % выше номинальной. В любом режиме максимальная мощность ГТУ составляет 132 МВт. При работе в диапазоне нагрузок 75-100 % номинальной, мощность ГТУ изменяется согласованным изменением расходов топлива и воздуха. Последнее производится за счет поворота ВНА компрессора. При этом температура газов на входе в котел-утилизатор остается практически постоянной, а расход газов изменяется в диапазоне 75-100 % от номинального значения. С увеличением эквивалентной наработки ГТЭ-110, а также при ухудшении состояния фильтров КВОУ, загрязнении проточной части компрессора и турбины, заносе горелочных устройств, теплотехнические показатели ГТУ могут ухудшиться. При условии соблюдения правил эксплуатации, снижение мощности ГТЭ-110 в течение межремонтного периода не превышает 4% от номинальной, а снижение КПД – 2% от номинального. Пуск ГТЭ-110 осуществляется собственным электрогенератором ТЗФГ-110-2МУЗ с использованием тиристорного пускового устройства типа ПУ-6-08Р УХЛ4, которое обеспечивает запуск ГТУ, а также технологические режимы: холодную прокрутку ГТУ, вентиляцию газовоздушного тракта ГТУ и КУ, промывку компрессора. ГТЭ-110 допускает до 3 последовательных пусков. ГТЭ-110 допускает изменение нагрузки от холостого хода до номинальной со скоростью не более 15 МВт/мин. Время пуска и нагружения ГТЭ-110 от момента подачи топлива - не более 40 мин. Время пуска и ускоренного нагружения - не более 25 мин. Общее количество пусков-остановов за весь срок службы оборудования ГТЭ-110 в базовом, полупиковом и пиковом классах использования составляет:
Степень нечувствительности системы регулирования частоты вращения при любой нагрузке не более 0,06% номинальной частоты вращения (3000 об/мин). В аварийных ситуациях допускается работа ГТЭ-110 при следующих значениях частоты сети энергосистемы:
ГТЭ-110 может работать как на природном газе так и на жидком топливе. Длительность работы на жидком топливе не более 8 суток в год. Время переналадки топливной системы для работы на жидком топливе не более 4-х часов. ГТЭ-110 имеет единую систему смазки. В качестве смазочного масла используется масло ТП-22С по ТУ38.101821 или ТП-22Б по ТУ38.401-48-58. Газотурбинная установка ГТЭ-110 оснащена системой автоматического управления, регулирования, защиты и контроля (САУ ГТЭ-110). САУ ГТЭ-110 обеспечивает надежную и экономичную работу оборудования ГТУ на всех заданных режимах с автоматической отработкой команд, поступающих от автоматизированной системы управления технологическими процессами верхнего уровня (АСУ ТП), и выдачей для нее информации о состоянии оборудования и работе различных узлов ГТЭ-110. ГТЭ-110 поставляется с программно-техническим комплексом (САУ ГТЭ-110) связь между которым и верхним уровнем АСУ ТП ПГУ-325 осуществляется по стандартному интерфейсу и согласованным протоколам обмена информацией с обеспечением единых прототипов представления информации на операторских станциях энергоблока. САУ ГТЭ-110 обеспечивает мгновенные сбросы электрической нагрузки с любой мощности вплоть до пиковой без срабатывания аварийной защиты по превышению частоты вращения. САУ ГТЭ-110 обеспечивает следующие функции управления:
САУ ГТЭ-110 выполняет следующие функции регулирования:
САУ ГТЭ-110 обеспечивает ограничительную защиту ГТУ – формирование сигнала на снижение режима ГТЭ-110 (вплоть до холостого хода) до исчезновения сигнала ограничения по предельным значениям параметров. САУ ГТЭ-110 выполняет аварийную защиту ГТУ - формирование сигнала на останов по аварийным значениям параметров. САУ обеспечивает аварийный останов ГТУ по сигналам от вспомогательных систем, оборудования ПГУ и внешним сигналам, а также при отказе САУ. САУ ГТЭ-110 выполняет следующие функции контроля:
Более подробная информация по САУ ГТЭ-110 содержится в главе 5 данной инструкции. Ресурсные показатели установки ГТЭ-110 приведены в Таблице 2.
Конструкция ГТЭ-110 и его основного и вспомогательного оборудования обеспечивает его надежную работу в течение межремонтного периода с показателями надежности:
условный коэффициент готовности в пиковом 5. Тепловая схема энергоблока ПГУ-325. В состав блока ПГУ-325 входят две газотурбинные установки, два котла-утилизатора и паровая турбина. Энергоблок ПГУ-325 должен обеспечить следующий диапазон несения электрических нагрузок: - 100 - 50% мощности энергоблока, при полном составе работающего оборудования; - 50 - 25% мощности энергоблока, при работе одной газовой турбины, одного котла-утилизатора и паровой турбины. Основные узлы тепловой схемы: - конденсатный тракт; - питательные тракты высокого и низкого давления котла-утилизатора со встроенной в барабан низкого давления котла деаэрационной колонкой; - главные паропроводы и пускосбросные устройства; - трубопроводы пара собственных нужд блока; - связи с общестанционными коллекторами собственных нужд; - узел подогрева сетевой воды в составе блочного водо-водяного теплообменника (ВВТО); - система дренажей паропроводов. Систему регенерации высокого и низкого давления не предусматривать. Схему подачи основного конденсата предусмотреть одноступенчатую. Конденсат от конденсатных насосов (КЭН) должен направляться через конденсатор пара уплотнений (КПУ) паровой турбины и далее подаваться к газовым подогревателям конденсата (ГПК) каждого котла-утилизатора. Схемой предусмотреть прокачку конденсата через КПУ при пусковых операциях. При ухудшении анализов конденсата (в пусковых режимах) до уровня, превышающего допустимые значения, схемными решениями должно быть обеспечено размыкание контура - вывод загрязненного конденсата и сбор его в баке «грязного» конденсата. Перед подачей конденсата в ГПК предусмотреть его предварительный подогрев до 60°С при работе на газовом топливе путем подмеса подогретого конденсата, отбираемого на выходе из ГПК. Для этого в котле-утилизаторе предусмотрена установка насосов рециркуляции с регулирующим контуром. Схемой предусмотрена возможность дополнительного отвода нагретого конденсата к водо-водяному подогревателю сетевой воды. Для поддержания недогрева конденсата за ГПК (5 - 7˚С) до температуры насыщения в деаэраторе при исчерпании диапазона регулирования с помощью рециркуляции предусмотрено частичное байпасирование ГПК по конденсату. При этом ввод байпасируемой части конденсата предусмотреть перед отбором горячего конденсата на рециркуляцию с целью исключения запаривания рециркуляционных насосов в случае закипания конденсата в ГПК. После ГПК конденсат поступает в деаэратор, встроенный в барабан низкого давления, где производится его деаэрация. В соответствии с требованиями правил Госгортехнадзора предусмотрена защита отключаемого объема ГПК от превышения давления с помощью предохранительных клапанов, устанавливаемых на входе и выходе из ГПК. Сброс конденсата после предохранительных клапанов предусмотрен в расширитель низкого давления. Схема должна обеспечивает, при необходимости, вывод в ремонт одного котла-утилизатора в полном объеме, для чего предусмотреть установку необходимой запорной арматуры. Состав конденсационной группы - три насоса производительностью по 200 т/ч каждый, два из них рабочие и один резервный. Напор выбранных конденсатных насосов должен обеспечить требуемое давление в конденсатопроводе, что позволит преодолеть сопротивление трубопроводов, охладителя отсоса пара от уплотнений турбины, регулирующих клапанов, ГПК и противодавление в деаэрационной колонке, встроенной в барабан низкого давления. Работу деаэрационной колонки предусмотрена при постоянном давлении пара НД. Регулирование давления пара перед деаэрационной колонкой только в процессе производства пусковых операций. Подача питательной воды к котлам-утилизаторам осуществляется питательными насосами высокого давления. Для питательных насосов высокого давления предусмотрено тиристорное регулирование. Пар от каждого котла-утилизатора к турбине подводится по одной нитке паропроводов - высокого и низкого давления. На трубопроводах контура высокого давления имеется по две запорных задвижки. Подвод пара к турбине проходит через два стопорных клапана и общий регулирующий клапан. Перемешивание пара низкого давления от корпусов котла осуществляется непосредственно в регулирующем клапане. На каждой нитке паропровода высокого и низкого давлений имеются пускосбросные устройства для сброса пара в конденсатор турбины (БРОУ высокого давления и БРУ низкого давления). Установка данных устройств должна обеспечивать раздельный пуск каждого котла-утилизатора блока, а также необходимое байпасирование паровой турбины при сбросах нагрузки. Присоединение пускосбросных устройств к трубопроводам высокого и низкого давлений предусмотрено в непосредственной близости от задвижек, отключающих котел от турбины (ГПЗ). 6. Электротехнические решения. В состав блока ПГУ-325 входят две газотурбинные установки, два котла-утилизатора и паровая турбина со всем необходимым оборудованием. Блок ПГУ-325 укомплектован двумя генераторами сопрягаемыми с газовыми турбинами и одним генератором сопрягаемым с паровой турбиной, также блочными трансформаторами мощностью 160 МВ·А для каждого энергетического блока, оборудованием для комплектных распределительных устройств собственных нужд 6 кВ и 0,4 кВ (КРУ-6 кВ и РУСН-0,4 кВ). КРУ-6 кВ и РУСН-0,4 кВ комплектуются из шкафов исполнения заводского. Генераторы снабжены статической тиристорной системой возбуждения. Охлаждение генераторов - воздушное. Основные технические данные при номинальной нагрузке генераторов, представлены ниже: Полная мощность, кВ·А 137500 Активная мощность, кВт 110000 Напряжение статора, В 10500 Ток статора, А 7561 Коэффициент мощности 0,8 Температура охлаждающей воды, °С 35 Частота, Гц 50 Частота вращения, об/мин 3000 Соединение фаз обмотки статора звезда 6.1. Схема электрическая общая главная. Генераторы блока ПГУ-325 подключаются к шинам существующего ОРУ-110 кВ через трансформаторы мощностью 160 МВА с коэффициентом трансформации 121/10,5 кВ. Газотурбинные энергетические блоки ПГУ подключаются к ячейкам №№ 14 и 16 вместо существующих ГТУ № 1 и ГТУ № 2, которые при вводе блока ПГУ-325 № 1 выводятся из эксплуатации. Паротурбинный энергетический блок подключается в резервную ячейку № 5, а резервный трансформатор с.н. в ячейку № 15. В ячейке № 5 предусматривается новое оборудование в полном объеме, в ячейках 14,15 и 16 используется существующее оборудование. В цепи каждого генератора предусмотрены генераторные выключатели. Связь генераторов с повышающими трансформаторами предусматривается с помощью закрытых экранированных токопроводов на номинальный ток 10000 А. С каждым газотурбинным энергоблоком ПГУ-325 предусматривается рабочий трансформатор собственных нужд мощностью 16000 кВА с сочетанием напряжений 10.5±8х1,5%/6,3 кВ, подсоединяемый токопроводом в отпайку от токопроводов генератор-трансформатор, между генераторным выключателем и блочным трансформатором. Технология пуска газотурбинной установки (ГТУ) предусматривает подачу пониженного напряжения регулируемой частоты на обмотку статора возбужденного генератора. Каждая ГТУ имеет свое тиристорное пусковое устройство (ТПУ), поставляемое комплектно с генератором. В цепях генераторного напряжения каждого из трех генераторов энергоблоков ПГУ-325 предусматривается трансформатор питания системы возбуждения. 6.2. Установка постоянного тока Для питания потребителей 220 В постоянного тока имеется две блочных установки постоянного тока, работающие в режиме постоянного подзаряда и размещаемые в главном корпусе. В состав установок постоянного тока входят: - аккумуляторные батареи; - подзарядные устройства; - устройства стабилизации напряжения; - щиты постоянного тока; - зарядное устройство, общее для двух аккумуляторных батарей. Номинальная емкость батареи принята при получасовом разряде 560 А.ч., с числом элементов при этом 104. В качестве стабилизатора напряжения на каждую аккумуляторную батарею выбрано тиристорное устройство на номинальный выходной ток 400 А и номинальное напряжение, выходное 230 В. В качестве подзарядного агрегата предусматрено тиристорное устройство на номинальный выходной ток 200 А. В качестве зарядного агрегата выбрано тиристорное устройство, общее для обеих аккумуляторных батарей, на номинальный выходной ток 320 А Между щитами постоянного тока (ЩПТ) имеется взаимное резервирование. 6.3. Компоновка электротехнических устройств Размещение электротехнических устройств установки ПГУ-325 предусмотрено в пристройке к главному корпусу, на пристанционном узле, на ОРУ-110 и в электротехнических помещениях зданий вспомогательных сооружений. 7. Водоподготовка. 7.1. Общие положения В составе пускового комплекса № 1 ПГУ-325 МВт предусмотрено размещение следующих водоподготовительных установок (ВПУ): - установки предварительной очистки воды (предочистки); - ВПУ по обессоливанию воды; - автономной обессоливающей установки (АОУ); - установки нейтрализации сбросных вод ВПУ; - склада химических реагентов (расширение); - установки коррекционной обработки питательной и котловой вод (УКОВ); - химических лабораторий. 7.2. Установка коррекционной обработки питательной и котловой вод (УКОВ) Установка предназначена для предупреждения кислородной и углекислотной коррозии конденсатно-питательного тракта и поддержания величины рН питательной воды в размере 9,1±0,1 путем дозирования растворов гидразина и аммиака, а также для предупреждения накипеобразования путем дозирования раствора фосфатов в барабаны котла-утилизатора. Все оборудование установки предусматривается с пусковым комплексом блока № 1. 7.3. Компоновка оборудования Все оборудование ВПУ, за исключением одной обратноосмотической установки УМО-22, предусматривается с пусковым комплексом блока№ 1. Оборудование ВПУ размещается в осях 8-9, рядах С-D нового главного корпуса, и на открытых площадках, примыкающих к нему по ряду 9 и по оси D. Помещения гидразина, аммиака и фосфатов размещаются в расширяемой части существующего склада химических реагентов. Бак хранения аммиака размещается на имеющемся резервном месте существующего склада химреагентов. 8. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ. К работе в должности обходчика гидротехнических сооружений допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие предварительный медицинский осмотр и не имеющие противопоказаний к выполнению вышеуказанной работы. Допуск обходчика гидротехнических сооружений к стажировке оформляется распоряжением по цеху. Допуск к дублированию оформляется распоряжением по цеху после проверки знаний и выдачи удостоверения. Допуск к самостоятельной работе оформляется Приказом по ОАО «Ивановские ПГУ». . Обходчику гидротехнических сооружений выдается квалификационное удостоверение, в котором должна быть сделана соответствующая запись о проверке знаний инструкций и правил и право на выполнение специальных работ. . Обходчик гидротехнических сооружений, не прошедший проверку знаний в установленные сроки, к самостоятельной работе не допускается. Обходчик гидротехнических сооружений в процессе работы обязан проходить: ● повторные инструктажи - не реже одного раза в месяц; ● проверку знаний инструкции по охране труда и действующей инструкции по оказанию первой помощи пострадавшим в связи с несчастными случаями при обслуживании энергетического оборудования - один раз в год; ● медицинский осмотр - один раз в два года; ● проверку знаний по ПТБ – один раз в год; ● проверку знаний по ПТЭ и ППБ – один раз в три года; . Обходчик гидротехнических сооружений, получивший неудовлетворительную оценку при квалификационной проверке к самостоятельной работе не допускается и не позднее одного месяца должен пройти повторную проверку. При нарушении правил техники безопасности обходчику гидротехнических сооружений в зависимости от характера нарушений проводится внеплановый инструктаж или внеочередная проверка знаний. Внеочередная проверка проводится: - при введении в действие в организации новых или переработанных норм и правил; - при установке нового оборудования, реконструкции или изменении главных электрических и технологических схем (необходимость внеочередной проверки в этом случае определяет руководитель организации); - при назначении или переводе на другую работу, если новые обязанности требуют дополнительных знаний норм и правил; - при нарушении работником требований нормативных актов по охране труда; - по требованию органов государственного надзора, федеральной инспекции труда; - по заключению комиссий, расследовавших несчастные случаи с людьми или нарушения в работе энергетического объекта; - при перерыве в работе в данной должности более 6 месяцев. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПЕРЕД НАЧАЛОМ РАБОТЫ На свое рабочее место обходчик гидротехнических сооружений движется по следующему маршруту: – от проходной ОАО «Ивановские ПГУ» по пешеходной дорожке и тротуару вдоль левой стороны автодороги до главного корпуса ГТЦ ОАО «Ивановский испытательный стенд»; – по левой обочине автодороги вдоль южной стороны главного корпуса до калитки в восточных автомобильных воротах; – от калитки через железнодорожные пути МППЖТ до сбросного канала; – по левой обочине автомобильной дороги вдоль сбросного канала до фильтров здания. При движение по автодорогам и пересечение ж.д. путей соблюдать необходимые меры предосторожности внимательно наблюдая за приближающимся транспортом. Перед началом работы обходчик г.с. должен привести в порядок спецодежду. Рукава и полы спецодежды следует застегнуть на все пуговицы, волосы убрать под каску. Одежду необходимо заправить так, чтобы не было свисающих концов или развевающихся частей. Запрещается засучивать рукава спецодежды. Перед началом работы обходчик гидротехнических сооружений должен: – ознакомится с состоянием и режимом работы оборудования, находящегося в его оперативном управлении и закрепленной территории; – выяснить какие работы выполняются по заявкам, нарядам и распоряжениям на закрепленном за ним участке; – проверить инструмент, материалы, дежурные средства защиты, ключи от помещений, оперативную документацию и документацию рабочего места; – убедиться в достаточной освещенности рабочего места, отсутствия посторонних предметов, которые могут помешать безопасной работе, проверить наличие и исправность спасательных средств пожаротушения; – доложить руководству цеха о состояние дел на обслуживаемом оборудование и сооружениях; – в случае обнаружения при осмотре каких-либо неисправностей, устранить которые своими силами не представляется возможным, поставить в известность руководство КТЦ. Запрещается: – выходить на работу в болезненном состояние, а также в состояние алкогольного и наркотического опьянения. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПО ОКОНЧАНИИ РАБОТЫ Завершить все работы по переключению оборудования, текущие работы, обходы и осмотры. Записать в оперативном журнале обо всех неполадках и неисправностях, имевших место во время работы и о принятых мерах по их устранению. Доложить руководству цеха о состоянии дел на обслуживаемом оборудовании и сооружениях; Проверить целостность ограждения опасных зон, закрыть на замки оборудование повышенной опасности, в необходимых случаях вывесить предупредительные надписи и плакаты. Доложить об окончании работ и о том, что сделано непосредственному руководителю. Убрать инструменты и материалы, привести в порядок рабочее место и техническую документацию; Снять спецодежду и убрать её и другие средства индивидуальной защиты; Со своего рабочего места до проходной ОАО «Ивановские ПГУ» обходчик гидротехнических сооружений движется по следующему маршруту: - от фильтрового здания по левой обочине автомобильной дороги вдоль сбросного канала; - от сбросного канала через железнодорожные пути МППЖТ до калитки в восточных автомобильных воротах; - от калитки по левой обочине автомобильной дороги до главного корпуса КТЦ; - от главного корпуса по тротуару и по пешеходной дорожке до проходной ОАО«Ивановские ПГУ». * * |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||